СПОСОБ МОНИТОРИНГА ДОБЫВАЮЩИХ ИЛИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ИЛИ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН Российский патент 2015 года по МПК E21B47/11 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Известен (RU, патент 2171888) способ мониторинга герметичности затрубного пространства. Согласно известному способу осуществляют закачку за обсадную колонну труб тампонажного раствора с газообразными химически инертными радиоизотопами, проведение фонового гамма-каротажа после образования цементного камня и гамма-каротажей через заданные периоды времени с определением момента начала заколонного перетока по результатам сравнения контрольных гамма-каротажей с фоновым, причем в качестве радиоизотопа используют долгоживущий газообразный химически инертный радиоизотоп с монохроматическим гамма-излучением, у которого отсутствуют короткоживущие продукты распада, которые вводят непосредственно в тампонажный раствор. Обычно рекомендуют использовать радиоизотоп криптон-85, период полураспада которого составляет 10,71 года, имеющий монохроматическое гамма-излучение энергией 0,5 МэВ, при отсутствии короткоживущих продуктов распада.

Недостатком известного способа можно признать его малую информативность.

Известен (SU, авторское свидетельство 977726) способ контроля за разработкой нефтегазового месторождения. Согласно известному способу для контроля используют метящее вещество, предварительно вводимое в тело продуктивного пласта, причем в качестве метящего вещества используют, по меньшей мере, одно фторуглеродное соединение. Для его качественного и количественного определения в продукции скважины используют метод ядерно-магнитного резонанса.

Недостатками известного способа контроля следует признать его малую информативность, а также использование сложного аналитического оборудования - ЯМР-анализатора.

Наиболее близким аналогом разработанного способа можно признать (RU, патент 2383727, опубл. 2010) способ проверки работы эксплуатационной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта. Согласно известному способу проводят закачку, по крайней мере, в две трещины гидроразрыва или в две зоны трещины гидроразрыва вместе с проппантом индикатора - частицами шлака, различного для каждой трещины гидроразрыва или зоны трещины гидроразрыва, выбранного из группы: медьсодержащий, свинецсодержащий, цинксодержащий, железосодержащий, откачивание нефте-водной смеси из указанной скважины, отделение твердой фазы от жидкой, разделение твердой фазы по удельной плотности на фракции - выделение частиц шлака, отмыв частиц шлака от нефти, измельчение, обработку кислотой, анализ кислотной вытяжки с использованием ионоселективных электродов на содержание ионов меди, свинца, железа, цинка, вынесение суждений о продуктивности различных областей пласта в скважине и о том, какая из трещин гидроразрыва или зон трещины гидроразрыва подвержена выносу проппанта.

Недостатком известного способа следует признать его узкую область применения (только технология гидроразрыва), техническую сложность (необходимость помещения индикатора - шлака одного состава строго только в одну гидротрещину или ее зону), сложность выделения шлака и его анализа.

Техническая задача, решаемая посредством разработанного способа, состоит в расширении ассортимента средств контроля эксплуатации скважины.

Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в упрощении способа при одновременном увеличении его информативности.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин. Согласно разработанному способу в скважину устанавливают систему, состоящую из распределенных по длине скважины датчиков измерения температуры, и распределенные по длине скважины источники тепла/охлаждения, во время работы скважины на добычу или перед началом работы скважины для определения профиля притока пластового флюида активируют распределенные источники тепла/охлаждения с образованием в скважине тепловых меток - индикаторов, а затем с использованием датчиков измерения температуры определяют скорость продвижения и изменения тепловых меток по скважине, по измеренным значениям рассчитывают распределение скорости движения потока в скважине, применяемой для определения технологических характеристик скважины.

При разработке нефтяных месторождений горизонтальными или наклонно направленными скважинами одной из важнейших задач становится мониторинг распределения притока по стволу скважины. Возможные неравномерности притока связаны прежде всего с неоднородностью в распределении фильтрации и неоднородностью емкостных свойств вдоль ствола скважины, неравномерностью в распределении депрессии, а также возможная пересыпка ствола скважины, частичная или полная закупорка противопесочных фильтров механическими примесями либо глинистым материалов, несовершенное освоение скважин (часть глинистой корки остается на стенке скважины), постепенное засорение пор призабойной зоны, прорывы воды и газа и другие.

Мониторинг профиля притока позволяет выявить причины снижения эффективности работы скважины, вовремя запланировать и провести соответствующие геолого-технические мероприятия. Также данная информация позволит вовремя обновлять гидродинамические модели разработки месторождения для принятия стратегических решений.

Основной идеей, на которой основан разработанный способ, является наличие в интервалах пласта горизонтальной или наклонно направленной скважины распределенной системы измерения температуры и распределенных источников тепла/охлаждения.

В качестве распределенных систем измерения температуры могут быть использованы как гирлянды термодатчиков любого типа, так и системы измерения температуры на базе оптоволокна. Подобные системы позволяют оценивать профиль притока, в том числе и для вертикальных скважин, путем сравнения с геотермией. Также возможно оценить профиль закачки в горизонтальных скважинах методом восстановления температуры либо с использованием сформировавшихся во время остановок температурных меток.

При реализации способа в скважину устанавливают систему, состоящую из распределенных датчиков измерения температуры, а также распределенные по длине скважины источники тепла/охлаждения.

В качестве распределенных по длине скважины источников тепла/охлаждения могут быть использованы точечные нагреватели, вмонтированные химические элементы для выделения тепла, дроссельные охлаждающие элементы при закачке газа с поверхности, контрольные линии, позволяющие заканчивать тепловые агенты и другие.

В качестве тепловых индикаторов также можно использовать температурные метки - трассеры, генерирующие тепло вследствие протекания в них химических реакций. Трассеры устанавливают вместе с оборудованием заканчивания. Например, один вид трассера устанавливают в фильтр или в отдельную емкость в трубе, которую спускают с оборудованием заканчивания, например в носок скважины (в самую дальнюю зону). Трассеры высвобождают, в частности, путем подачи сигнала с устья или простым поднятием давления в колонне. Вид активации зависит от состава трассера. После этого скважину вводят в рабочий режим. Измеряют концентрацию трассера (тепловую метку) через определенные промежутки времени, например, на устье. Когда объем с трассером дойдет до устья, концентрация будет расти, а затем спадать. По форме распределения концентрации во времени можно определить, на каком участке объем с индикатором разбавился посторонней жидкостью.

Также в скважину могут устанавливать несколько видов трассеров на разные участки скважины, поскольку в начале скважины может не быть потока жидкости и есть вероятность, что трассер не сможет быть вынесен из этой зоны.

Данные системы могут быть установлены в скважину как на постоянной основе с использованием систем заканчивания скважин для проведения постоянного мониторинга, так и на различных средствах доставки во время проведения промыслово-геофизических исследований скважин. Такими средствами доставки могут быть геофизический кабель, гибкие насосно-компрессорные трубы, провод и другие.

Во время работы скважины на добычу для определения профиля притока пластового флюида следует включить на определенное время распределенные источники тепла/охлаждения. Время работы источников будет зависеть от их мощности, геометрических размеров скважины, типа и размеров заканчивания скважины, дебитов скважины, фазового состава пластовой жидкости и ее термальных свойств, а также термальных свойств горных пород. Заданное время работы источников можно будет получить как опытным путем, так и с использованием предварительных расчетов процессов теплообмена.

Вследствие работы источников тепла/охлаждения в скважине будут формироваться тепловые метки, которые будут постепенно перемещаться с потоком пластового флюида от места их образования в сторону пятки скважины и затем от заканчивания скважины на поверхность. Скорость продвижения данных температурных меток, а также распределение температуры в самих метках, будут зависеть от скорости притока пластового флюида в каждой зоне и от скорости движения флюида по скважине до данного интервала. Следовательно, скорость движения тепловых меток будет накопленной функцией, характеризующей движение пластового флюида от притока к скважине. Минимальная скорость будет в носке скважины и максимальная в пятке.

Использование распределенной системы измерения температуры позволяет отследить движение данных тепловых меток по всему стволу скважины и получить распределение скорости потока.

Использование распределения скорости потока флюида по стволу скважины позволяет, в свою очередь, найти распределение профиля притока пластового флюида к скважине.

Разработанный способ иллюстрирован следующим примером реализации. Систему устанавливают в добывающей горизонтальной скважине, законченной противопесочным фильтром. Распределенную систему измерения температуры и источники тепла/охлаждения устанавливают на горизонтальном участке скважины на насосно-компрессорных трубах (НКТ) либо гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ) малого диаметра. В случае добычи с использованием насоса их подвешивают ниже мотора погружного электроцентробежного насоса. При работе скважины на добычу периодически или постоянно включают нагревательные/охлаждающие элементы и проводят измерения распределения температуры вдоль ствола скважины. По данным изменения температуры во времени определяют профиль притока и, возможно, фазовый состав жидкости, поступающей в скважину из разных интервалов скважины.

Данная технология может найти широкое применение для мониторинга профиля притока добывающей скважины в тех случаях, когда существующие технологии не позволяют сделать это, а именно способ применим для следующих случаев:

- горизонтальные скважины с большими отходами или сложными профилями траектории;

- месторождения с высоковязкой нефтью;

- скважины с многостадийным гидроразрывом пласта;

- многозабойные скважины и скважины с зарезкой бокового ствола;

- скважины, эксплуатирующиеся механизированным способом;

- офшорные скважины и т.д.

Также разработанный способ можно применить для мониторинга профиля закачки в нагнетательных скважинах. Несомненным преимуществом данной технологии является отсутствие необходимости останавливать скважину для формирования естественной тепловой метки в стволе скважины и возможность проводить мониторинг в тех случаях, когда температура закачиваемой воды совпадает с геотермальной температурой пласта.

Способ также может быть применен в качестве мониторинга изменения свойств призабойной зоны пласта.

В этом случае в остановленной скважине необходимо включить на определенное время распределенные источники тепла-холода. После остановки данных источников с использованием распределенной системы измерения температуры проводят отслеживания скорости восстановления температуры к невозмущенному состоянию. Данная характеристика будет зависеть от общего коэффициента теплообмена между скважиной и пластом. Соответственно скорость отвода тепла будет зависеть от теплофизических свойств горных пород в призабойной зоне пласта.

Проведение таких исследований на различных этапах эксплуатации скважины позволит оценить изменения насыщенности в различных зонах скважины, так как теплофизические свойства горных пород будут зависеть от характера и их насыщения.

Также данные исследования могут быть использованы при оценке изменения величины пористости в процессе эксплуатации скважины.

Таким образом, предложенная технология позволит проводить мониторинг изменения профиля притока добывающих скважин или приемистости нагнетательных скважин, а также оценивать изменения характера насыщенности в призабойной зоне. Это может найти широкое применения в нефтегазовой индустрии и связано с более широким внедрением разработки месторождений с использованием горизонтальных скважин и наклонно направленных скважин.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. При реализации способа в скважину устанавливают систему, состоящую из распределенных по длине скважины датчиков измерения температуры и распределенные по длине скважины источники тепла/охлаждения. Во время работы скважины на добычу для определения профиля притока пластового флюида включают на заданное время распределенные источники тепла/охлаждения с образованием в скважине тепловых меток-индикаторов, а затем с использованием датчиков измерения температуры определяют скорость продвижения и изменения тепловых меток по скважине. По измеренным значениям рассчитывают распределение скорости движения потока в скважине, применяемой для определения технологических характеристик скважины. Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в упрощении способа при одновременном увеличении его информативности. 4 з.п. ф-лы.

1. Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин, включающий использование индикаторов, характеризующих работу скважины, с последующим анализом движения индикаторов по скважине, отличающийся тем, что в скважину устанавливают систему, состоящую из распределенных по длине скважины датчиков измерения температуры, и распределенные по длине скважины источники тепла/охлаждения, во время работы скважины на добычу или перед началом работы скважины для определения профиля притока пластового флюида активируют распределенные источники тепла/охлаждения с образованием в скважине тепловых меток-индикаторов, а затем с использованием датчиков измерения температуры определяют скорость продвижения и изменения тепловых меток по скважине, по измеренным значениям рассчитывают распределение скорости движения потока в скважине, применяемой для определения технологических характеристик скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что с использованием распределения скорости движения потока в скважине определяют профиль притока пластового флюида к скважине.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что с использованием распределения температуры и скорости движения потока в скважине определяют изменения характера насыщенности в призабойной зоне.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае использования в качестве источников тепла/охлаждения точечных нагревателей, вмонтированных химических элементов для выделения тепла, дроссельных охлаждающих элементов при закачке газа с поверхности, контрольных линий, позволяющих заканчивать тепловые агенты, активацию проводят во время работы скважины на добычу.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае использования в качестве источников тепла/охлаждения химических меток-трассеров активацию проводят перед началом работы скважины.